3. MATERIAIS E MÉTODOS
3.1. MATERIAIS
A seção abordará os itens necessários para o desenvolvimento da metodologia de inserção de sistemas fotovoltaicos em residências de baixa tensão e ligadas a rede da distribuidora local de energia elétrica. Foram listados dez materiais, entre eles algumas tabelas que reúnem os modelos de placas solares, inversores, estrutura de suporte, medidor disponíveis no mercado brasileiro.
3.1.1 Localização
O local escolhido para o desenvolvimento do estudo de caso foi uma residência localizada no Lago Norte, Brasília-DF. A localização foi estabelecida através do Google mapas e pode ser vista nas figuras 11, 12 e 13.
Figura 11. Local do estudo de caso. Fonte: google.com.br/maps, acesso em: 30/08/2015.
Figura 12. Local do estudo de caso. Fonte: google.com.br/maps, acesso em: 27/08/2015.
Figura 13. Local do estudo de caso. Fonte: google.com.br/maps, acesso em: 27/08/2015.
3.1.2 Irradiação solar
A partir da localização, foi obtida sua latitude e longitude e a partir desses dados e do sítio www.nrel.gov/swera, obtiveram-se os dados da irradiação solar no local escolhido. Estes podem ser vistos na figura 14 e a curva anual com distribuição mensal da irradiação global na figura 15.
Figura 14. Irradiação solar local. Fonte: www.nrel.gov/swera, acesso em: 28/08/2015.
Figura 15. Irradiação solar global. Fonte: www.nrel.gov/swera, acesso em: 28/08/2015.
3.1.3 Normas de GD
As normas de geração distribuídas utilizadas como base para os cálculos deste trabalho ANEEL PRODIST módulo 3, Resolução ANEEL 482/2012, CEB 6.09/2012 e ANEEL 414/2011.
PRODIST: descreve os procedimentos para acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema de distribuição, incluindo os critérios técnicos e operacionais das instalações e as etapas e prazos a serem atendidos por distribuidoras e consumidores quando da solicitação de acesso ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica.
ANEEL 482/2012: estabelece as condições técnicas e comerciais para o acesso de micro e minigeração distribuída nas redes de distribuição de energia elétrica e cria o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, no qual a energia ativa injetada na rede de distribuição pela unidade consumidora que adere ao sistema é cedida a título de empréstimo gratuito para a distribuidora, passando a unidade consumidora a ter um crédito em quantidade de energia ativa por 36 meses.
CEB 6.09/2012: estabelece os critérios e procedimentos técnicos exigidos pela CEB-D para a conexão de consumidores atendidos em baixa tensão que façam a adesão ao sistema de compensação de energia, em conformidade com as recomendações regulatórias existentes para o assunto no setor elétrico nacional.
Estas normas estão explicadas na seção 2.2.1 “Aspectos regulatórios para a implantação de geração distribuída”.
3.1.4 Horas de insolação diária no Brasil
É determinada a quantidade de horas de sol na região do Distrito Federal.
Através da análise da figura 16, percebe-se que em Brasília há uma média de insolação diária de seis horas.
Figura 16. Atlas Solarimétrico do Brasil, Horas de insolação diária. Fonte:
www.cresesb.cepel.br, acesso em: 30/08/2015.
3.1.5 Ferramentas de engenharia econômica
Para os cálculos econômicos e análise de viabilidade do investimento serão utilizados o fluxo de caixa e o payback descontado. Devem-se adotar algumas premissas, as utilizadas neste trabalho são:
Vida útil do sistema: 25 anos;
Vida útil do inversor: 15 anos;
Perda de eficiência dos módulos: 0,75% ao ano;
Custo de Operação e Manutenção anual: 1% do investimento;
Reajuste tarifário anual: 6,30% ao ano;
Tarifa de energia elétrica CEB-D para unidades consumidoras em baixa tensão e trifásicas: 0,5585 R$ / kWh;
Custo de disponibilidade trifásico: 100kWh*tarifa de energia.
O reajuste tarifário foi baseado na evolução de tarifação praticada pela CEB-D. Fez-se uma média dos reajustes praticados de 2004 a 2015. Foi utilizada a tabela 03 que é apresentada a seguir.
ANO REAJUSTE TARIFÁRIO
2015 24,1%
2014 17,12%
2013 7,64%
2012 2,78%
2011 8,15%
2010 10,79%
2009 9,52%
2008 -7,30%
2007 -3,22%
2006 -1,59%
2005 1,23%
2004 2,44%
Tabela 03. Reajuste tarifário nos últimos 10 anos.
Fonte: http://www.ceb.com.br/index.php/tarifas, acesso em 31/08/2015.
3.1.6 Medidor
Para estimar o valor cobrado pelo medidor, foi utilizado o custo cobrado pela CEB-D pela venda de seu modelo de medidor bidirecional.
MODELO VALOR
Medidor Bidirecional Digital cedido pela CEB-D R$ 90,00
Tabela 04. Medidor cedido pela CEB-D. Dados de 27/08/2015
3.1.7 Módulo fotovoltaico
Para estimar o valor cobrado pelo módulo foram levantados valores presentes no mercado. Os valores colhidos são referentes à 28/08/2015, podem ser visualizados na tabela 05 e para a sua determinação foram utilizados três sítios:
WWW.NEOSOLAR.COM.BR
WWW.MERCADOLIVRE.COM.BR
MINHACASASOLAR.COM.BR
Marca Preço Potência (W)
Voltagem Máx.
Potência
Corrente Máx.
Potência Hilight Solar 300Wp-156-72M R$ 1.375,00 300 36 V 8,33 A
MITSUBISHI 265W R$ 1.450,00 265 31,7 V 8,38 A
Jinko Solar JKM260P R$ 897,91 260 30,4 V 8,56 A
Canadian Solar CS6P-260P R$ 897,91 260 30,4 V 8,56 A Canadian Solar CS6P-255P R$ 880,00 255 30,2 V 8,43 A
Hilight Solar 250Wp-156
-60M R$ 1.185,00 250 30 V 8,33 A
Suoyang SY-250M R$ 970,00 250 48,6 V 5,15 A
Axitec AC-250P/156-60S R$ 980,00 250 30,7 V 8,18 A
Yingli YL250P 29b R$ 849,00 250 30,4 V 8,24 A
Jetion JT235PCe R$ 999,00 235 30,5 V 7,71 A
Yingli YL240P 29b R$ 999,00 240 29,5 V 8,14 A
Yingli YL245P R$ 999,00 245 30,2 V 8,11 A
Yingli YL140P-17b R$ 609,00 140 18 V 7,77 A
Solaris S140P R$ 726,00 140 18,36 V 7,65 A
Jetion JT140PFe R$ 699,00 140 18,3 V 7,65 A
SolarWorld SW140 R$ 749,00 140 18 V 7,85 A
Solar Powerwell
BWSM140M36 R$ 738,00 140 12 V 8,23 A
BYD 140P6-18 R$ 799,00 140 18 V 7,78 A
Suntech STP135D-12/TEA R$ 899,00 135 17,5 V 7,71 A
WSolar 130 W Premium R$ 450,00 130 17,5 V 7,42 A
Atersa A95M R$ 899,00 95 17,76 V 5,35 A
Yingli YL095P-17b 2/3 R$ 489,00 95 18,18 V 5,23 A Yingli YL090P 17b 2/3 R$ 499,00 90 17,77 V 5,06 A
Tabela 05. Pesquisa de mercado módulos fotovoltaicos. Fonte: Composição própria.
3.1.8 Inversor
Para estimar o valor cobrado pelo inversor foram levantados valores presentes no mercado. Para determinação destes valores, presentes na tabela 06, foram utilizados dois sítios:
WWW.NEOSOLAR.COM.BR
MINHACASASOLAR.COM.BR
Tabela 06. Pesquisa de mercado de inversores. Fonte: Composição própria. Dados de 28/08/2015.
Marca
Preço (R$)
Entrada
Potência máxima
Voltagem máxima
Voltagem mínima
Corrente de curto
circuito máxima
do arranjo
Corrente máxima Microinversor i-Energy
GT260 1149,00 240 a
265 W 59 25 12,1 A 10 A
Grid-Tie SMA Sunny
Boy 1200 6890,00 1320 W 400 100 13,6 A 12,6 A
SMA Sunny Boy SB
1300TL-10 6290,00 1400 W 600 100 15 A 12 A
PHB
Solar-PHB1500-SS 4990,00 1800 W 450 125 12 A 13 A
Fronius Galvo 1.5-1 7490,00 1600 W 420 120 16,3 A 13,3 A Fronius Galvo 1.5-1
light 6790,00 1600 W 420 120 16,3 A 13,3 A
Fronius Galvo 2.0-1 7690,00 2140 W 420 120 20,1 A 17,8 A Fronius Galvo 2.0-1
light 6990,00 2140 W 420 120 20,1 A 17,8 A
SMA Sunny Boy SB
2000TLST-21 7590,00 2200 W 600 125 - 12 A
Fronius Galvo 2.5-1 7890,00 2650 W 550 165 24,8 A 16,6 A Fronius Galvo 2.5-1
light 7190,00 2650 W 550 165 24,8 A 16,6 A
SMA Sunny Boy SB
2500TLST-21 9990,00 2650 W 750 125 - 12 A
SMA Sunny Boy SB
3000TL-21 10490,00 3200 W 750 125 - 12 A
Fronius Galvo 3.1-1 8090,00 3310 W 550 165 31 A 20,7 A Fronius Galvo 3.1-1
light 7390,00 3310 W 550 165 31 A 20,7 A
PHB
Solar-PHB3000-SS 6990,00 3200 W 500 125 18 A 17 A
SMA Sunny Boy 3300 12790,00 4040 W 500 200 - 20 A
SMA Sunny Boy SB
4000TL-21 1300TL-10 11390,00 4200 W 750 125 - 12 A
Fronius IG Plus 50V-1 8390,00 4260 W 600 260 27,9 A 18,6 A PHB
Solar-PHB4600-SS 9990,00 5400 W 580 125 28 A 18 A
3.1.9 Suporte
Para estimar o valor cobrado pelo suporte foram levantados valores presentes no mercado. Para determinação destes valores, presentes na tabela 07, foram utilizados três sítios:
WWW.NEOSOLAR.COM.BR
ENERGY.BIO.BR/LOJA/
MINHACASASOLAR.COM.BR
Tabela 07. Pesquisa de mercado de suportes. Fonte: Composição própria. Dados de 28/08/2015.
3.1.10 Consumo de energia mensal
O histórico de consumo do local escolhido pode ser visto na tabela 08 e na figura 17.
Tabela 08. Consumo de energia mensal para o local. Fonte: Composição própria.
Fabricante Modelo Preço Número Máx.
Painéis K2 Systems Hanger Bolt R$ 1.350,00 8 K2 Systems Hanger Bolt R$ 1.875,00 12 K2 Systems Hanger Bolt R$ 2.412,00 14 K2 Systems Hanger Bolt R$ 2.946,00 20 K2 Systems Hanger Bolt R$ 3.560,00 24
THESAN Telha
Cerâmica R$ 899,00 3
THESAN Telha
Cerâmica R$ 1.189,00 4 THESAN "Azimuth0" R$ 2.899,00 6
MCS CK-990x1 R$ 338,00 1
MCS CK-990x2 R$ 490,00 2
MCS CK-990x4 R$ 860,00 4
Meses: Maio Junho Julho Agosto Setembro Consumo
(KWh): 370 320 240 330 350
Meses: Outubro Novembro Dezembro Janeiro Fevereiro Consumo
(KWh): 360 380 300 370 340
Meses: Março Abril Maio Junho Julho Consumo
(KWh): 320 290 320 270 360
Figura 17. Consumo de energia mensal para o local. Fonte: Composição própria.
3.2 MÉTODOS
A seção desenvolverá metodologia para dimensionamento de sistemas ligados a redes de baixa tensão. Foram desenvolvidos nove métodos, os quais podem ser observados no fluxograma apresentado na figura 18.
Figura 18. Metodologia para dimensionamento de sistemas fotovoltaicos ligados a rede de baixa tensão. Fonte: Composição própria.
3.2.1 Cálculo da média do consumo mensal
Tomando como base a tabela 08, que reúne o histórico dos valores de consumo da unidade consumidora desde maio de 2014 até julho de 2015, deve-se fazer a média destes valores. A quantidade mínima de meses a serem utilizados é doze. Esses valores podem ser encontrados na conta de energia elétrica mensal disponibilizado pela concessionária de energia. O estudo utilizou um total de quinze meses, já que se possuía duas contas de energia elétrica da unidade consumidora estudada. O cálculo pode ser visualizado na equação (1).
onde é o consumo no mês n (1)
3.2.2 Custo de disponibilidade
O custo de disponibilidade, no qual o art. 98 da Resolução 414/2011 da ANEEL define que é o valor mínimo faturável, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do Grupo “B”, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação:
- monofásica: valor em moeda corrente equivalente a 30kW/h;
- bifásica: valor em moeda corrente equivalente a 50kW/h;
- trifásica: valor em moeda corrente equivalente a 100kWh.
Os valores mínimos serão aplicados sempre que o consumo medido ou estimado for inferior aos citados acima. Assim, mesmo que o consumidor do Grupo
“B”, participante do sistema de compensação, injetar energia à rede e tiver seu consumo zerado em algum mês a sua conta de energia não terá o valor zerado. E sim, o valor do custo de disponibilidade referente a seu tipo de ligação.
A unidade consumidora em questão é trifásica, sendo assim, o custo de disponibilidade será de 100kWh. Ele será utilizado para dimensionar a potência gerada pelo sistema fotovoltaico, já que não é necessário que o sistema produza a energia equivalente ao mês e sim a energia mensal diminuído o valor do custo de disponibilidade, como pode ser visto na equação (2) a seguir. Esse fato é de grande importância, já que se trata de um valor fixo e sua utilização diminui os custos do sistema fotovoltaico a ser projetado.
(2)
3.2.3 Potência do sistema fotovoltaico
A terceira etapa é dimensionar o sistema fotovoltaico com as características da unidade consumidora escolhida. Será utilizado o consumo fotovoltaico calculado a partir da subseção 3.2.2, o dado de irradiância solar global obtido para o local analisado na subseção 3.1.2 e a eficiência de conversão DC-AC do sistema. Com esses dados em mãos, basta utilizar a Equação (3). Nela calcula-se a potência a ser instalada no sistema fotovoltaico (PFV) considerando os 30 dias do mês. Com a PFV para o atendimento do consumo mensal da unidade consumidora, pode-se então prosseguir para a próxima etapa do método.
A eficiência de conversão DC-AC do sistema é resultado do produto da eficiência do inversor, eficiência dos cabos AC, eficiência dos cabos DC, eficiência relacionada às perdas por sujeira acumulada nos módulos fotovoltaicos, eficiência relacionada às perdas por temperatura nos módulos. O valor da eficiência na conversão DC-AC é de 0,76, como pode ser visto na equação (4).
(3)
(4)
3.2.4 Escolha do painel fotovoltaico
A escolha do modelo utilizado foi baseada no desenvolvimento de um índice que é resultado da divisão da potência do módulo pelo custo e multiplicada pela eficiência do mesmo em valor percentual. O índice foi criado para facilitar a escolha do modelo, tendo em vista que a escolha deve ser diretamente proporcional à potência gerada e eficiência e inversamente proporcional ao custo, já que se deseja um projeto atrativo financeiramente. A expressão para o cálculo do índice pode ser vista na equação (5). O índice será aplicado aos modelos de painéis disponíveis no mercado reunidos na tabela 5, localizada na subseção 3.1.7.
*(
(5)
3.2.5 Quantificação dos módulos fotovoltaicos
A quantidade de módulos a ser utilizada é de suma importância para a composição do custo final do projeto. Para determinar essa quantidade será utilizada a equação (6), a qual é o resultado da divisão da potência do sistema fotovoltaico encontrado na subseção 3.2.3 pela potência do módulo escolhido na subseção 3.2.4.
(6)
3.2.6 Posicionamento e arranjos dos módulos fotovoltaicos
O posicionamento e arranjo dos módulos fotovoltaicos é necessário para adequação posterior do inversor e do suporte para os módulos, visto que os módulos deverão ser ligados em série/paralelo e conforme sua ligação haverá corrente e tensão característicos. Além disso, deverá ser levado em consideração a área necessária para instalação dos módulos e posicionamento do suporte de forma a dar a angulação de 16° necessária aos mesmos. O software AUTOCAD 2010 será utilizado para simular o posicionamento dos módulos e facilitar a visualização.
3.2.7 Escolha do inversor
A escolha do inversor será baseada na potência do sistema fotovoltaico calculado na subseção 3.2.3, corrente total de curto circuito e tensão de circuito aberto do sistema.
O mecanismo de seleção envolve a necessidade de definir o posicionamento e arranjo dos módulos fotovoltaicos, definidos na subseção 3.2.6 e saber que quando o circuito está em série, somam-se as tensões individuais de cada módulo e quando estão em paralelo somam-se as correntes. Sendo a tensão de circuito aberto da placa dada por 37,5 V, a corrente de curto circuito por 8,12 A e a potência nominal 260 W, por exemplo, tem-se: tensão de circuito aberto, a corrente de curto circuito e a potência são informadas pelo fabricante do painel e é particular para cada um. Sendo assim, irá depender da escolha do painel condicionada pela
subseção 3.2.4. O cálculo da corrente de curto circuito total, tensão de circuito aberto total e potência nominal total serão dados pelas equações (7), (8) e (9).
(7) (8) (9) Analisando-se os valores obtidos nos cálculos e o catálogo de inversores grid tie disponíveis no mercado e reunidos na tabela 06 pode-se realizar a escolha do inversor de menor valor.
3.2.8 Escolha da estrutura suporte
A escolha da estrutura de suporte será primeiramente baseada na quantidade de módulos necessários do sistema, definido pela subseção 3.2.5 e menor preço disponível no mercado. Os valores serão consultados a partir da tabela 07. Este procedimento é vital para que seja implantado um sistema de qualidade e menor valor possível, de forma a seguir as necessidades de projeto.
3.2.9 Atratividade econômica do projeto
Para analisar a atratividade econômica da geração distribuída fotovoltaica será aplicada a técnica de análise de viabilidade financeira do investimento através do método do payback descontado que é denominado tempo de repagamento do investimento, ou seja, o período que se leva para recuperar o investimento ou o tempo que o investimento leva para zerar seu fluxo de caixa acumulado. A determinação do período de retorno é realizada com base na tabela 09 que reúne os dados e parâmetros adotados para análise do projeto.
O método empregado pode ser mais bem entendido através da tabela 10 que exemplifica a forma como será utilizado. O emprego do payback descontado exige que os valores sejam aplicados ao presente, a equação (10) realiza esse procedimento, aplicando os valores das tarifas de energia elétrica ao seu valor no presente. Deve-se entrar com o valor (receita descontado o custo), a taxa de juros e o ano em questão e a saída é o valor da parcela incorporado o dinheiro no tempo.
Vida útil do sistema 25 anos Vida útil do inversor 15 anos Perda de eficiência dos
módulos -0,75% ao ano
Custo de Operação e
Manutenção anual 1% do investimento Reajuste tarifário anual 6,3 % ao ano Tarifa de energia elétrica
CEB-D para unidades consumidoras em baixa
tensão e trifásicas
0,5585 R$ / kWh
Custo de disponibilidade trifásico
100kWh*tarifa de energia
Tabela 09. Parâmetros adotados no estudo de caso. Fonte: Composição própria.
(10)
0 Investimento Inicial R$ -25.000 Valor
Presente R$ -25.000 1
Entradas de Caixa Operacionais
R$ 12.000 R$ 10.435
2 R$ 11.000 R$ 8.318
3 R$ 10.000 R$ 6.575
4 R$ 9.000 R$ 5.146
5 R$ 24.000 R$ 11.932
Taxa: 15% Payback
(anos) 2,95
Tabela 10. Exemplo de como será executado o método da atratividade econômica do projeto.
Fonte: SAMANEZ, C. P. (2009). Engenharia Econômica. Pearson Prentice Hall, São Paulo, 2009.
Valor presente =
4. RESULTADOS E DISCUSSÃO
O capítulo irá abordar os resultados obtidos através da aplicação da metodologia desenvolvida na seção 3.2, no estudo de caso da unidade consumidora selecionada. Além disso, será feita discussão dos resultados obtidos e meios de redução dos custos relacionados a implementação de sistemas fotovoltaicos.